660MW超临界汽轮发电机组锅炉末级过热器氧化皮的分析及对策

摘 要 分析600MW超临界汽轮发电机组锅炉末级过热器因氧化皮剥落造成爆管的原因，并提出相应对策。

关键词 材质；末级过热器；氧化皮剥

中图分类号TM31 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2013）96-0133-02

锅炉四管泄漏是造成机组非计划停运的主要因素之一，而氧化皮脱落堵塞受热面管路造成爆管是其中的一个主要方面。氧化皮形成和剥落主要发生在末级过热器，并具有普遍性、反复性和快速性等特点。

1 原因分析

1.1 材质

末级过热器热段管屏材料采用SA213-T91和SA213-TP347H两种材质，根据上锅厂提供的资料，T91材质的抗氧化温度为650℃，TP347H材质的抗氧化温度为704℃。查阅2013年以来的末级过热器金属壁温记录，最高点610℃，未达到上述两种材料的抗氧化温度。虽然实际情况存在T91和TP347H材质在较低的温度下发生氧化，以及查阅2013年以来超温情况不严重，但此次检查氧化皮较多，是否有材料本身材质有关，特别是#1管氧化皮较多，材质为TP347H不锈钢管。

1.2 汽温及壁温控制

管壁温度越高，氧化速度越快。查阅2013年以来的末级过热器金属壁温记录，最高点610℃，未超过上锅厂报警壁温619℃；查看热段迎流面第1根管壁温，最大值在600℃以上的有#29、32、35、38、41、44、47、50、53排，最高点610℃出现在44排，平均壁温高于580℃的有35、41、44、47、50、53排，平均壁温最高588.53℃出现在44排，上述管排均在末级过热器中间部位。从氧化皮检查情况来看，氧化皮较多的现象也多出现在末级过热器中间部位（末级过热器共82排）。从汽温及壁温控制情况来看，氧化皮较多的现象也多出现在末级过热器中间部位。从汽温及壁温控制情况来看，我公司#1炉控制情况良好，未发生严重超（壁）温现象。我公司目前末级过热器语音提示报警600℃，考核报警值619℃。

1.3 燃烧情况

锅炉热偏差会影响氧化皮的生成速度。对于上海锅炉厂采用四角切圆燃烧系统的锅炉，在炉膛内组织煤粉和空气形成强烈的切向旋转并螺旋向上的流场模式，对强化风粉混合燃烧十分有利，但是旋转的流场到炉膛出口时仍然存在，即所谓的残余旋转。残余旋转可能会导致烟气流不均匀的流入水平烟道，而在水平烟道布置的过、再热器以对流吸热为主，因此，烟速不均对吸热量影响较大，从而形成传热偏差。我公司两台锅炉目前存在明显热偏差，主要就是由于上锅厂四角切圆锅炉残余旋转导致热偏差产生。

1.4 停炉方式

3月12日#1机组停炉采用滑参数停炉，机组解列时主汽压0.7MPa，主汽温331.8℃，再热汽温328℃，调节级金属温度325.49℃，停炉时汽温汽压控制速率会影响到氧化皮的脱落量，另外降汽温主要是依靠燃烧调整、风量调整、磨煤机停运、火嘴摆动及减温水量等控制，但后期低负荷时汽温的控制只能通过减温水量来控制，而减温水量的使用和波动会直接影响到氧化皮的脱落量。

2 采取措施

2.1 运行调整

1）针对#1炉热偏差问题，建议到同类型电厂调研或请有关院所来做燃烧优化调整试验减小热偏差，控制好两侧汽温、烟温偏差；2）根据负荷、煤质及壁温情况，优化吹灰方式，及时投入锅炉吹灰，降低锅炉金属壁温；3）严禁锅炉超温运行，适当降低锅炉金属壁温报警考核值，增加语音提前预报警，提醒运行人员注意，将金属壁温控制在正常范围内；4）加强运行调整，减少汽压、汽温、负荷的大幅变化，锅炉升降负荷时控制负荷、汽压、汽温的变化率；5）优化完善协调控制逻辑，减少协调控制系统的扰动，提高协调控制调节精度；不断完善热工自动控制系统，对给水、减温水自动及负荷控制逻辑等不断改进；6）注意减温水控制，防止大幅增减减温水，两侧减温水偏差要小，低负荷少用减温水，二级减温水增减幅度要小；7）合理调整燃烧，合理调整制粉系统运行方式，合理调整二次小风门控制风量，合理调整燃烧器摆角，合理控制炉膛出口烟温；8）目前#1炉过热器一二级减温水调门特性差，空行程长，汽温自动调节特性差，技术部检查后告为阀门特性问题，已联系厂家处理不好，建议更换阀门；9）可考虑在易产生氧化皮的管屏加装炉内壁温测点；10）加强对主要辅机的运行监视和点检，确保主要辅机的正常运行，防止由于辅机故障停用RB动作而引起的负荷大幅降低现象。

2.2 启停机组控制（尽量减少机组启停次数，控制非计划停运）

1）机组启动控制

机组无燃油系统，采用等离子点火方式，点火时为防止升温升压过快，应燃用热量偏低（19Mj/kg～20 Mj/kg）、挥发分高（25%以上）、煤质稳定的单一煤种，同时启动磨煤机时给煤量要尽可能少（以磨煤机不振动为准）。在机组正常启动过程中，严格按照升温、升压曲线进行温度和压力控制，若发现锅炉受热面金属温度不均匀应适当延长升温时间，待各级过热器管壁的金属温度均有上升趋势后，才允许增加燃料量。加强冷热态冲洗，加强化学监督，控制炉水品质。可调研其它电厂，在汽机冲转前利用高、低压旁路进行受热面大流量冲洗，直至凝结水水质化验合格和锅炉各受热面金属管壁温度无偏差。合理控制减温水量，尽量少用减温水。

2）机组停运控制

锅炉停运时，应严格按照降温、降压速率进行温度和压力控制，减少减温水的投用，若必须投用则以一级减温水为主，二级减温水为辅，减少对末级过热器壁温的影响。根据机组检修要求决定停炉方式，在允许的情况下尽量不选择滑停方式。机组停运吹扫5min后，停运送、引风机，关闭所有风烟挡板保持锅炉密闭，让锅炉自然缓慢冷却，锅炉无特殊情况不进行强制通风冷却。

参考文献

[1]韩彦广，李明，周雪斌.1000MW超超临界汽轮发电机组调试过程中的若干问题分析处理[J].湖南电力，2010，S1：52-56.

[2]彭艳，何凤生.超超临界锅炉末级过热器爆管原因分析[J].广东电力，2013，3：99-103.

[3]赵慧传，孙标，杨红权，尹成武.超临界600MW机组锅炉末级过热器管材服役现状分析及改造建议[J].热力发电，2013，1：1-2-3-4.